无膨润土相水基钻井液用抗温流型调节剂研究与应用

刘业文

中石化胜利石油工程有限公司渤海钻井总公司

0 引言

济阳坳陷古潜山油气藏储量丰富，勘探开发潜力大，探明地质储量超过40×108t，已成为胜利油田“增储建产”的重要油藏类型之一[1]。但济阳坳陷古生界潜山地层的地质结构复杂，非均质性强，具有埋藏深、温度高、压力低、裂缝发育等特点[2- 4]，属于典型的高温低压油气藏。

前期在胜利油田桩海、埕岛、义古等区块的古潜山油气藏钻探开发中，为了预防漏失与保护储层，普遍采用低密度无膨润土相水基钻井液体系，密度为1.05～1.10 g/cm3，并选用黄原胶XC、高黏聚阴离子纤维素PAC-H等调控钻井液流变性能[5]，保证钻井液的井眼清洁能力。但上述流型调节剂抗温不足150 ℃，现场无膨润土相水基钻井液的高温稳定性差[6- 9]，黏度高、切力低、滤失量大，极易造成储层损害、沉砂卡钻、井眼漏失等复杂情况[10]，限制了古潜山油气藏的勘探开发进程。因此，本文针对古潜山油气藏勘探开发的钻井液技术难题，开展了无膨润土相水基钻井液用抗高温流型调节剂(以下简称HTRM- 1)研究与应用，构建了一套无膨润土相水基钻井液体系(以下简称SFDF)，可为胜利油田古潜山油气藏的勘探开发提供可靠的技术支撑。

1 HTRM- 1合成与评价

1.1 分子结构设计

通过聚合物分子结构(图1)与其增黏性、抗温性的关系分析，提出了在刚性分子主链上接枝疏水、交联等功能单体的分子结构设计思路，即采用以C-C结构为主链的梳型结构，通过接枝共聚反应，在主链上引入强水化、疏水、交联等基团，保护聚合物主链与功能侧链，较好地解决了聚合物抗温耐温与流型调节性能难以兼顾的复杂问题。基于上述分子结构设计，优选了N-乙烯基吡咯烷酮NVP、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、二乙烯苯DVB 3种合成单体，以偶氮二异丁腈AIBN为引发剂，通过胶束聚合反应研制HTRM- 1。

图1 分子结构设计示意图

1.2 合成与表征

1.2.1 合成实验

HTRM- 1的合成实验具体步骤如下：①在装有温度计、搅拌杆和冷凝管的四口烧瓶中，加入一定量的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、去离子水，再依次加入一定量的N-乙烯基吡咯烷酮NVP、二乙烯苯DVB，保证摩尔比(AMPS∶NVP∶DVB)为2∶2∶1；②继续加入浓度为2～3wt%的十二烷基硫酸钠SDS，利用NaOH调节pH值至中性，升温到35 ℃，充分搅拌至完全溶解；③通入氮气，升高温度至65 ℃，加入浓度为0.1～0.2wt%的偶氮二异丁腈AIBN，继续搅拌，保持温度，反应3～4 h；④反应结束后，自然冷却至室温，利用丙酮沉淀、反复清洗反应产物，60 ℃下真空干燥12 h，粉碎研磨，即得HTRM- 1。

1.2.2 结构表征

分子量测试。采用凝胶渗透色谱GPC，测定了HTRM- 1的分子量。分析可知，HTRM- 1的数均分子量Mn为398 766，重均分子量Mw为103 263 4，分子量适中，且分散指数为2.49，分子量分布都很窄，接近单分散，保证其具有良好的增黏性能。

红外光谱分析。采用傅立叶红外光谱仪FT-IR，测定了HTRM-1的红外光谱图，表征其分子结构特征。分析图2可知，1 195 cm-1为AMPS单体的C=O伸缩振动峰，1 040 cm-1为AMPS单体的磺酸基-SO3H伸缩振动峰，1 540 cm-1为NVP单体的C-N伸缩振动峰，3 190 cm-1为DVB单体的苯环=C-H伸缩振动峰。综上可知，HTRM- 1为N-乙烯基吡咯烷酮NVP、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、二乙烯苯DVB的接枝共聚物，达到了分子结构设计要求。

图2 HTRM- 1的红外光谱图

热重分析。采用同步热分析仪TGA，测定了HTRM- 1的热重曲线，表征其热稳定性。分析图3，HTRM- 1的热重曲线大致分为三个阶段，当温度小于150 ℃时，样品失重率约为10%，主要是由于吸附水分蒸发形成的；当温度高于330 ℃时，共聚物侧链开始分解，样品失重率达10%；当温度高于465 ℃时，共聚物主链开始分解，样品失重率约50%。说明HTRM- 1具有良好的热稳定性，这是由于同时引入了含交联结构的DVB和NVP单体，且苯环直接与主链相连，显著提高了HTRM- 1的热稳定性。

图3 热重分析结果曲线

1.3 综合性能评价

1.3.1 增黏性能

以国外增黏剂HE300作为对比，配制不同浓度的HTRM- 1和HE300水溶液，高速搅拌20 min后静止养护24 h，测定实验浆的黏度与切力，评价HTRM- 1的增黏性能。分析表1可知，随着HTRM- 1加量的不断增加，实验浆的黏度、切力显著增大，当浓度为2.0%时，动塑比达到1.05，相同浓度条件下增黏性能优于HE300。这是由于HTRM- 1含有疏水缔合、微交联基团，当达到临界缔合浓度后，可形成疏水缔合微交联网状结构[11]，显著增大分子链流体力学体积，表现出较高的黏度。

表1 HTRM- 1的增黏性能评价结果

1.3.2 抗剪切性能

配制浓度为2%的HTRM- 1和HE300水溶液，高速搅拌20 min后静止养护24 h，采用RS6000流变仪，测试在连续剪切(500 s-1)条件下表观黏度随剪切时间的变化情况，评价HTRM- 1的抗剪切性能。分析图4可知，随着连续剪切时间的不断增加，表观黏度稍有降低，黏度保留率为85.2%，当连续剪切超过2 min后，表观黏度基本保持不变，说明HTRM- 1具有良好的抗剪切性能。这是由于剪切作用一定程度上减弱了HTRM- 1的分子间缔合程度，但并未显著破坏疏水缔合微交联网状结构。

图4 聚合物溶液黏度随剪切时间的变化

1.3.3 抗温性能

配制浓度为2%的HTRM- 1和HE300水溶液，高速搅拌20 min，在不同温度下热滚16 h后，测定实验浆的黏度与切力，评价HTRM- 1的抗温性能。分析表2可知，随着热滚温度的不断升高，实验浆的黏度、切力逐步降低，当热滚温度达160 ℃时，仍保持较高的黏度与切力，与HE300相当；当热滚温度超过160℃时，黏度与切力显著降低，说明HTRM- 1抗温最高可达160 ℃。这是由于HTRM- 1主链的热稳定性好，能够减轻高温对液相黏度的影响，改善抗温性能。

表2 HTRM- 1的抗温性能评价结果

1.3.4 抗盐性能

配制浓度为2%的HTRM- 1和HE300水溶液，高速搅拌20 min后静止养护24 h，加入不同浓度的NaCl，高速搅拌20 min后测定实验浆的黏度与切力，评价HTRM- 1的抗盐性能。分析表3可知，随着NaCl加量的不断升高，实验浆的黏度、切力逐步降低，当NaCl加量达10%时，仍保持较高的黏度与切力，动塑比为0.48，与HE300相当，说明HTRM- 1具有良好的抗盐性能。这是由于在高盐环境中HTRM- 1仍能形成疏水缔合微交联网状结构，保证较高的液相黏度，改善抗盐性能。

表3 HTRM- 1的抗盐性能评价结果

2 SFDF体系构建与评价

2.1 无膨润土相水基钻井液体系构建

以HTRM- 1为核心，通过单剂优选与配伍性评价，构建了一套SFDF体系，具体配方如下：自来水+1.0%HTRM- 1+2.5%磺甲基酚醛树脂SMP- Ⅱ+2.0%纳米乳液NM- 1+1.0%多级配封堵剂FIL- 1+1.0%胺基硅醇AP- 1+2%聚合醇JLXC+0.5%高温稳定剂HTP。

表4为SFDF体系的流变、滤失性能评价结果。分析可知，150 ℃热滚前后SFDF体系的黏度、切力变化不大，塑性黏度保持在20 mPa·s以上，动塑比为0.50，API中压滤失量为2.0 mL，高温高压滤失量为8.4 mL，降滤失性能良好；160℃热滚前后SFDF体系的黏度、切力略有降低，动塑比为0.42，高温高压滤失量为9.6 mL，仍能够较好地满足钻井工程施工要求，说明SFDF体系抗温可达160 ℃。

表4 SFDF体系的流变、滤失性能评价结果

2.2 无固相水基钻井液体系综合性能评价

2.2.1 储层保护性能

选用人造模拟岩心，采用钻井液动态污染损害评价实验，评价SFDF体系的储层保护性能。分析表5可知，SFDF体系的渗透率恢复值为89.83%；模拟压裂作业，岩心损害端截去0.5 cm后，渗透率恢复值增大至93.13%，说明SFDF体系具有良好的储层保护性能，能够在近井壁地层形成致密的封堵带，阻止固相、液相侵入，有效地保护储层。

表5 SFDF体系钻井液储层保护性能评价结果

2.2.2 水化抑制性能

采用钠基膨润土制备的模拟岩样，以自来水作为对比，测定了SFDF体系的线性膨胀率。分析可知，模拟岩样在自来水中8 h线性膨胀率达27%，而在SFDF体系中线性膨胀率大幅降低，8 h线性膨胀率仅为3.75%，说明SFDF体系具有良好的抑制水化膨胀性能。选用泥页岩岩样(6～10目)，以自来水作为对比，测定了SFDF体系的滚动回收率。分析可知，泥页岩岩样在自来水中的滚动回收率仅为37.96%，而在SFDF体系中的滚动回收率显著提高至93.03%，说明SFDF体系具有良好的抑制水化分散性能。综上可知，SFDF体系能够有效地抑制岩屑在钻井液中的水化膨胀、分散，有助于通过固控设备，尽可能降低钻井液固相含量，避免固相堵塞储层。

2.2.3 抗污染性能

采用NaCl、CaCl2作为模拟污染物，评价SFDF体系的抗污染性能。分析表6可知，加入NaCl、CaCl2后，SFDF体系仍保持了良好的流变性和滤失性，随着NaCl、CaCl2加量的不断增大，钻井液的黏度、切力略有降低，动塑比仍保持在0.32以上，API滤失量小于4 mL，说明SFDF体系具有良好的抗盐、抗钙污染性能。

表6 SFDF体系的抗污染性能评价结果

3 现场试验

目前，HTRM- 1与SFDF体系已在胜利油田ZGX411井、SG2-X6井等现场试验2口井，取得了良好的现场试验效果。其中，ZGX411井是部署在济阳坳陷沾化凹陷桩西潜山构造带的一口预探井，采用三开制井身结构，设计井深为4 895 m(后期加深至4 993 m)，井底最高温度约150 ℃。ZGX411井三开(4 182～4 993 m)主要钻探奥陶系、寒武系，主探八陡组的含油气情况，地层岩性以碳酸盐岩为主，发育火成岩，地层压力系数低，极易发生井眼漏失、储层损害等复杂情况。该井三开井段开钻前全井替换为SFDF体系，利用HTRM- 1(胶液)调节钻井液流变性，保证钻井液的高温稳定性与井眼清洁能力。钻至预定井深后充分循环后，利用新配制的SFDF体系封闭储层段，保证储层保护效果。ZGX411井SFDF体系的现场试验性能如表7所示。

表7 SFDF体系的现场试验性能

现场试验结果表明，ZGX411井三开井段采用的SFDF体系，流变、滤失性能稳定，高温稳定性好，未发生井漏、卡钻等复杂情况，电测一次成功率100%，钻井周期缩短7.75 d，大幅减少了储层浸泡时间。ZGX411井后期试油作业获得高产油气流，产油量为22.5 m3/d，产气量为9 900 m3/d，说明SFDF体系具有良好的储层保护性能。

4 结论与认识

(1)设计、研制了一种抗温流型调节剂HTRM- 1，抗温达160 ℃，在淡水、盐水中均具有良好的增黏提切性能，整体性能优于国外增黏剂HE300。

(2)构建了一套无膨润土相水基钻井液体系SFDF，抗温达160 ℃，岩心渗透率恢复值达93.13%。现场试验结果表明，SFDF体系流变性、滤失性稳定，高温稳定性好，可有效地保护储层。